葡萄花油田致密油水平井钻井优化及实践

刘少然

（大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆163453）

1 概述

大庆长垣扶余油层致密油水平井开发先导试验区，相继取得了单井提产试验和区块水平井整体开发试验的成功，水平井完钻效果和投产效果达到预期目标[1-3]。因此在开发试验的基础上，选取紧邻试验区南部的葡萄花油田A井区，继续推进水平井整体开发，依然采用整体优化部署和多层位水平井组开发方式，结合大规模体积压裂和工厂化施工，提高单井产量和动用地质储量，降低开发成本，实现致密油经济有效动用。本文以平1井为例，探讨葡萄花油田致密油水平井开发应用效果。

2 油藏发育特征

A井区扶余油层构造整体表现为中部高东西两侧低、北高南低的背斜构造，由于构造具有继承性，各小层具有相似的构造特征。区内发育三组断裂，东西两侧发育断裂密集带，断层以南北走向为主，南部发育东西走向断层，断层延伸长度0.2～7.1km，断距10～70m。

白垩系地层在该区主要发育三套含油层系：扶余、葡萄花和黑帝庙油层。A井区河道砂体总体呈条带状或断续条带状展布，河道砂体宽度一般在400～800m，近南北向和北东向延伸，延伸长度在0.5～2.0km。

平1井目的层为FⅠ6小层，FⅠ6小层砂岩钻遇率78.3%，油层钻遇率39.1%，砂岩厚度平均3.3m，有效厚度平均1.3m，单砂体有效厚度平均1.3m。FⅠ6小层为曲流河相沉积，主要微相类型有河道、决口扇、决口河道和泛滥平原等，曲流河道总体呈近南北向展布，河道砂体宽度在400～600m，局部区域砂体宽度达到1000m，延伸长度较长。实钻显示砂岩厚度大且含油性较好。

3 钻井风险

3.1 黑帝庙浅气层发育

大庆长垣南部葡萄花油田由于黑帝庙浅气层发育，且埋深浅，浅气上窜速度快，在钻井施工过程中多次发生井喷、井涌、气侵、固井后套管外冒等复杂情况，尤其是井喷事故危害极大[4-5]。A井区，邻井录井、测井成果均显示黑帝庙浅气层发育，录井解释为气层、差气层、气水同层；对嫩三、嫩四段显示较好的层进行试油，试油结论为工业气层。同时临近平1井有两口已钻井在嫩三、嫩四段黑帝庙油层发生井喷事故，多口井发生油气侵及固后管外冒事故。邻井实测黑帝庙油层地层压力在2.72～4.40MPa之间，地层压力系数在0.73～1.20之间。

3.2 葡萄花油层地层压力较高

A井区葡萄花油层受注水开发影响，地层压力较高。设计井平1井600m范围内有2口葡萄花油层注水井，1994年开始投入注水生产，平均日注水量80m3，注水井实测地层压力13.77～15.51MPa，折算地层压力系数1.53～1.72。地层压力高，钻井过程中易油气水侵。

3.3 扶余油层原始地层压力高

邻井葡萄花油田扶余油层原始地层孔隙压力在15.9～22.20MPa之间，地层压力系数在1.03～1.34之间，为正常—超压油藏，在外围扶杨油层中也属较高的压力水平。

3.4 非油气层钻井风险

浅部地层胶结疏松，易漏、易塌；嫩三、嫩四段地层发育硬夹层，应注意控制轨迹；嫩二段及青山口组发育大段泥岩，易塌、易漏、易卡钻；平1井从构造图上看，预计在嫩二段钻遇断层，易漏。

4 钻井风险应对措施

4.1 井身结构优化

平1井设计采用三层井身结构，如图1所示。表层套管需封浅部易塌易漏层，防止钻井复杂情况发生；封固浅水层满足环保要求，防止污染水体；套管底界需坐入稳定泥岩段，保证固结质量[6]。表层套管下至浅水层底界以下10m稳定泥岩段。井区浅部发育有第四系白土山组、第三系泰康组含水层，其中泰康组含水层为该区开采层位，含水层底界深度116m。如图2所示，邻井测井曲线上在120～130m存在10m厚的稳定泥岩段，因此设计表层套管下深125m。

黑帝庙气层发育，同时葡萄花油层注水开发，地层压力较高，因此需下技术套管封固浅气层及高压层，否则钻井过程中，由于气层能量大，造成气体上窜易发生油气水侵、井涌甚至井喷等情况发生，若钻井液密度较大易造成扶余油层被钻井液污染，影响开发效果。设计技术套管下深不少于葡萄花油层底界以下30m。

油层套管下至井底。

图1 井身结构示意图

图2 浅部地层测井曲线

4.2 钻关方案设计

设计井区葡萄花油层地层压力高，为保证钻井施工安全高效，降低葡萄花油层地层压力，距设计井600m范围内的注水井在设计井开钻前一律停住降压，300m以内的注入井提前30d关井，关井24h井口剩余压力不大于2MPa，300～600m范围内的井提前25d关井，关井24h井口剩余压力不大于3MPa，并确保开钻前24h注入井井口剩余压力达到设计要求，技术套管固井48h后，注水井可开始转注。

4.3 钻井液设计优化

由于葡萄花油层已经注水开发，地层压力发生变化，根据相邻油水井动态数据以及已钻井资料，预测本井全井段地层压力系数1.00～1.55，其中上部地层地层压力系数1.00，黑帝庙油层地层压力系数1.20左右，葡萄花油层地层压力系数1.55左右，扶余油层地层压力系数1.30左右。设计井区浅气发育，甚至上窜至上部砂层中，一开泥浆开钻，并提高设计钻井液密度至1.25～1.30g/cm3；对于黑帝庙浅气层，设计钻井液密度1.30～1.35g/cm3；对葡萄花油层高压，在采取钻关降压的同时提高钻井液密度至1.60～1.65g/cm3，封固葡萄花油层后，扶余油层密度按照地层压力附加：1.35～1.40g/cm3。

A井区扶余油层为致密油储层，因此设计油层钻井液采用高性能水基钻井液体系，具有较强的润滑性及抑制性，又兼顾防塌、防漏性能，既能保证正常钻井，又可以减轻对油层的污染，减少井漏、井塌、卡钻等复杂的发生，起到提速缩短钻井周期的效果。

4.4 井控设计

由于黑帝庙浅气层发育，设计井区已钻井发生过浅气层井喷事故，按照井控相关规定，平1井井控风险级别为一类井控风险井，采用21MPa单闸板防喷器及对应井口设备，钻井施工过程中，严格按设计及相关井控规定要求执行，保证钻井施工安全。

4.5 井轨迹控制

在致密油区块优质、高效地完成薄油层长水平段钻井已成为水平井开发的技术难点[7]。平1井设计水平段水平投影长度为1213.57m，由入靶点A在FⅠ6层分别钻进水平投影长度为361.93m、501.15m、350.49m、50.66m，轨道分别到达靶点B、靶点C、靶点D、井底，图3是平1井的井眼轨道剖面示意图。平1井的目的层砂体发育厚度在3.4～4.9m之间，地层视倾角在0.02°～0.54°之间。砂体发育较薄，砂岩层地层倾角有变化，同时设计井扶余油层500m范围内缺少已钻井对砂岩的控制，因此在水平井钻井过程中，造斜段选用LWD随钻测井，水平段采用旋转地质导向工具，保证对水平井轨迹的控制，满足油藏方案的要求。

5 结论与认识

（1）设计中地质风险认识中要准确划分浅层气的分布，根据地层压力系数，设计钻井液密度，优选钻井液体系，能够满足钻井施工安全。

（2）葡萄花油层已注水开发，注水井要求关井降压，降低注水层地层压力，确保能够钻井施工安全。

（3）设计三层套管井身结构。表层套管有效保护地下水资源，封固上部疏松地层。技术套管下入至葡萄花油层底以下30m，封固注水层，为造斜段和水平段顺利施工提供保证。

（4）造斜段应用LWD随钻测井，水平段采用旋转地质导向工具，实现对水平井轨迹的控制，保证油藏开发效果。

图3 井眼轨道剖面示意图